正確認識用戶電價形成方式

國家統(tǒng)一規(guī)定，用戶用電價格主要包括居民生活、農業(yè)生產及工商業(yè)用電(除執(zhí)行居民生活和農業(yè)生產用電價格以外的用電)三類。

2021年10月電價市場化改革后，對于不同用戶存在兩種價格機制。

一是政府定價。主要是居民生活、農業(yè)生產用電仍執(zhí)行政府目錄電價，無論上游購電價格如何變化，用戶電價始終維持較低水平不變(關聯(lián))。【參閱】居民電價二十年基本沒變，“穩(wěn)”中凸顯深厚的民生情懷

二是市場競價。主要是工商業(yè)用戶目錄電價取消，全部由市場競價機制形成，用電價格根據電力供需形勢產生波動變化。

(來源：鄂電價格)

對于市場化用戶而言，無論是直接進入市場的用戶，還是通過電網代理購電的用戶，用戶用電價格組成都是一致的，即：

到戶電價=上網電價(發(fā)電企業(yè)收入)+上網環(huán)節(jié)線損費用(發(fā)電企業(yè)收入)+系統(tǒng)運行費用(發(fā)電企業(yè)收入)+輸配電價(電網企業(yè)收入)+政府性基金及附加(國家財政收入)

因此，電價市場化改革后，徹底實現了“放開兩頭、管住中間”的改革目標，工商業(yè)用戶電價高低及產生波動，主要取決于上游電源結構(燃煤、燃氣、新能源及外購電電量比重)及對應的電價水平。

電源側上游價格的波動全部傳導至下游工商業(yè)用戶，電網企業(yè)千方百計做好上游購電成本的控制工作，最大限度減少上游漲價帶給用戶的成本壓力。

電網企業(yè)每提供一度電只收取固定的輸配電價，專注于做好中間的輸配電服務和安全供電工作。悠悠萬事，唯此為大!

客觀看待電力保供常態(tài)化形勢

“雙碳”能源轉型過程中，隨著高比例新能源接入以及尖高峰時段電力需求的剛性增長，新能源發(fā)電和用戶負荷側用電在時間上難以有效匹配，新能源發(fā)電的不穩(wěn)定特性和負荷側用電的不確定性矛盾始終存在，也就意味著時段性缺電和系統(tǒng)平衡風險始終存在，這就一定程度上決定了尖高峰時期電力保供的必然性、常態(tài)化。

通俗而言，“雙碳”目標下，電力系統(tǒng)兩頭靠天吃飯?zhí)匦匀找嫱怀觥?/p>

在供應端，天氣的陰晴不定、風力的時強時弱都會對光伏、風電等新能源發(fā)電產生影響，隨著新能源裝機規(guī)模和占比的不斷提高，這種強隨機性、波動性和間歇性特征更加凸顯。同時，比較穩(wěn)定的燃煤火電機組等傳統(tǒng)電源受制于低碳目標限制而不可能等比例擴大規(guī)模。

在需求端，近年來高溫、少雨等天氣對用電的影響也越來越突出。在電煤不足、來水不力、風光不濟等因素共同影響下，預計未來較長時期內，區(qū)域性、時段性供需矛盾仍需著力解決，電力保供將呈現新常態(tài)、長期化、艱巨化。

從湖北的實際情況來看，省內較為穩(wěn)定的火電電源結構和用電量增長匹配度并不一致。如下圖所示：

截至2023年7月，我省發(fā)電裝機容量突破1億千瓦。其中：風光發(fā)電裝機容量0.27億千瓦，占比26.8%，較2015年裝機容量增長14倍，占比提升24個百分點，電力“含綠量”逐年提升。

從2019-2023四年時間來看，風光發(fā)電裝機容量增加約1700萬千瓦、增長170%，燃煤發(fā)電裝機容量增加約400萬千瓦、增長12.5%，水電發(fā)電裝機容量僅增加約100萬千瓦、增長2.7%。

新能源裝機規(guī)模突飛猛進，傳統(tǒng)能源相對原地踏步!

全社會用電量來看，2023年預計2800億千瓦時，較2019年2214.30億千瓦時增加了585.7億千瓦時、增長26.5%。

從電力規(guī)劃和實現“雙碳”目標來看，未來用電量增長主要依靠新增風光新能源項目來解決。

新能源電力具有波動性和不穩(wěn)定的特性，由于風力和太陽光照強度隨時在變化，上述自然現象很難人為控制，不確定性較大，因此導致了風、光發(fā)電的隨機性、波動性和間歇性，這一特征必然導致新能源發(fā)電量與穩(wěn)定增長的用電量不匹配。

以光伏發(fā)電為例，中午由于太陽高度較高，輻照強度較好，光伏發(fā)電出力較大，而一般中午由于午休、吃飯等因素，會出現電力供給大于需求的情況。而在一天的傍晚及晚上，由于太陽落山了，光伏不發(fā)電了，而此時正是用電高峰，如果沒有其他發(fā)電端出力，就會出現用電負荷大于發(fā)電出力，電力需求大于供給的情況。

因此，“雙碳”能源轉型過程中，在儲能電站尚不能大規(guī)模有效地發(fā)揮調節(jié)性電源作用情況下，階段性缺電和系統(tǒng)平衡風險始終存在，尖高峰時期電力保供呈現必然性、常態(tài)化。

理性分析影響電價水平的三個主要因素

用戶電價水平主要受上網電價及用戶能效管理等多種因素影響。其中，上網電價是影響用戶電價水平的主要因素。

一、電力系統(tǒng)整體供應成本呈大概率上漲趨勢。新能源快速發(fā)展從多個方面推高電力供應成本。

電源方面，為應對新能源出力波動性和不穩(wěn)定性，要求可調機組承擔更多調頻、快速爬坡、頻繁啟停(類似于汽車在市內道路行駛過程中走走停停，油耗高)等輔助服務，推高系統(tǒng)平衡成本。

新能源“大裝機、小電量”特征，要求電力系統(tǒng)保留足夠多的備用發(fā)電機組，填補季節(jié)性、地域性和時段性新能源出力缺口，帶來更多的備用成本。

即使是水電，也存在季節(jié)性豐水、枯水問題，也需要足夠的火電機組備用。

2022年四川省7、8月份缺電，就是汛期反枯導致水電大幅度減發(fā)而常規(guī)火電機組備用不足導致的。

電網方面，新能源富集區(qū)遠離負荷中心，沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)能源基地遠距離輸送，陸上或海上新能源基地接網，推動電網資產投入和成本增加。

舉例說明，一座60千瓦燃煤火電機組，年發(fā)電量約30億千瓦時，并網接入發(fā)電時，電網企業(yè)只要投資建設一條接入線路即可。但是，要接入同樣30億千瓦時發(fā)電量的風、光新能源項目，可能需要同時接入30個項目、建設30條接入線路，風、光發(fā)電項目并網導致電網投資幾十倍增加，“雙碳”轉型提高電力投資成本由此可見一斑。

另外，由于全國性缺電，催生了省間現貨價格上漲，為了確保電網安全和電力供應，不得不購進省外高價電，導致用戶用電成本進一步上升。

二、上游發(fā)電側能源資源結構，導致上網電價水平較高。

從電量占比看，我省火電、風光新能源等高價電量合計占比約為75%，是影響上網電價高低的主要因素。而上網電價在用戶電價構成中占比約70%，其水平的高低變動又是影響用戶電價水平的主要因素。

燃煤基準價高，進入市場后漲價幅度大，推高上網電價水平。我省是能源資源匱乏省份，缺煤、少油、乏氣，煤炭對外依存度達到99%。國家發(fā)改委核定我省燃煤基準價0.4161元/千瓦時，位居全國第5。市場化改革后，燃煤發(fā)電全部進入市場，上網電價較基準價上浮20%左右，每千瓦時漲價8.32分，推高了用戶用電價格。同時，風光等新能源按政策規(guī)定，上網電價與本省燃煤基準價掛鉤，也執(zhí)行0.4161元/千瓦時電價。

我省火電、風光新能源等高價電量占總電量的比重約75%，基數大、電價高，對用戶電價的影響更為凸顯。

由于電煤價格上漲導致燃煤基準價入市后漲價20%，這是2022年工商業(yè)電價較2021年普遍上漲的政策性原因。

由于我省燃煤基準價0.4161元/千瓦時在全國處于第五高水平，這是導致我省工商業(yè)電價在全國比較靠前的資源性因素。

三、企業(yè)能效管理意識差別導致每個用戶電價水平存在差異。

用戶自身能效管理意識及對電價政策的響應能力，也會導致不同企業(yè)電價水平產生高低差異。企業(yè)對國家電價政策解讀不夠準確，沒有及時調整用電生產計劃，導致企業(yè)用電成本高。這方面可能存在以下原因：

一是沒有正確選擇兩部制電價方式，沒有及時調整基本電費執(zhí)行方式，導致負荷率偏低，電費成本增加。

于大工業(yè)兩部制用戶，按規(guī)定要繳納電度電費和基本電費，其中基本電費根據用戶變壓器報裝容量收取，用戶用電報裝容量要與產能相匹配，避免過度報裝、擠占社會公共資源，“大馬拉小車”會帶來度電基本電費水平過高。

二是沒有利用好峰谷電價政策，及時調整生產計劃、生產方式。工商業(yè)用戶還執(zhí)行峰谷分時電價政策，谷時段用電、電價下浮(下浮至0.48倍，1、7、8、12月份下浮至0.45倍)，峰時段用電、電價上浮(上浮至1.8倍，1、7、8、12月份上浮至2倍)。

企業(yè)生產用電特性和工作時序安排可能導致峰谷電量比重失衡——高價的峰段電量相對多、低價的谷段電量相對少，也影響最終電價水平。

三是沒有精準制定每月用電計劃，實際直接交易電量與售電公司或發(fā)電企業(yè)簽訂的合同電量偏差產生偏差考核賠償，這也是個別企業(yè)用電成本較高的原因。

不同省份的電價水平受到多種因素的影響，如能源結構、能源成本等。一般來說，煤炭油氣資源短缺省份的電價高于能源富裕的省份，環(huán)境保護要求嚴格省份的電價高于要求寬松的省份等。

從四個方面用好保供及降成本政策工具

從用戶側來看，可依據國家出臺的現行電價政策，通過加強能效管理的方式，從四個方面用好用足電價政策工具，既能配合國家落實保供的目標，又能打造優(yōu)化營商環(huán)境用能成本洼地，減輕企業(yè)用能成本負擔。

一、用好峰谷分時電價“8小時低電價”政策。為引導用戶錯峰用電、削峰填谷，提高電力系統(tǒng)利用效率，我省于2022年底出臺了季節(jié)性峰谷分時電價政策，在用電負荷緊張的月份(12月、1月、7月、8月)進一步拉大峰谷價差，低谷時段時長達到8小時，電價倍率由0.48降低至0.45，谷段電價由0.38元降低至0.36元。

企業(yè)可根據實際情況，合理安排生產時間，或者合理配置儲能設備等方式，通過錯峰用電、多用低谷低價電降低用能成本。

二、用好兩部制用戶“容量或需量電價可選”政策。工商業(yè)兩部制電價用戶按規(guī)定要繳納電度電費和基本電費。基本電費有兩種計價方式，一種是按容量計費法，另一種是按需量計費法，10kv兩部制客戶基本電費，按照變壓器容量計算26.3元/千伏安·月，按照用電最大需量計算是42元/千瓦·月，企業(yè)要加強能耗管理，善于優(yōu)化比較，根據實際的運行容量選擇計費方式。

譬如，某10kv兩部制用戶的變壓器容量為1000千伏安，月基本電費計算方式比較如下：

如果最大需量值為700千瓦：

按容量計費法，基本電費為1000x 26.3=26300元，

按需量計費法，基本電費為700x 42=29400元。

29400>26300，這種情況，選擇按容量計費方式更劃算。

如果最大需量值為600千瓦：

按容量計費法，基本電費為1000x26.3=26300元，

按需量計費法，基本電費為600x 42=25200元。

25200<26300，這種情況，選擇按需量計費方式更劃算。

所以，用戶要根據自身企業(yè)的用電負荷情況，精心開展成本測算和比較，適時選擇合理的容(需)量計費方式，盡最大限度減少基本電費支出，降低企業(yè)用能成本。

三、用好“單一制或兩部制電價執(zhí)行方式可選”政策。國家最新的電價政策規(guī)定，用電容量在100千伏安-315千伏安之間的工商業(yè)用戶，可選擇執(zhí)行單一制或兩部制電價。從我省電價政策來看，10kv用戶單一制輸配電價0.1903元/千瓦時，10kv用戶兩部制輸配電價中的電量電價0.1263元/千瓦時，二者相差0.064元/千瓦時。該用戶如果能效管理較好，將容(需)量電價單位水平控制在0.064元/千瓦時以下，則該用戶選擇兩部制電價政策較為適宜。

企業(yè)應做好政策學習和能效管理，根據自身產能及負荷情況，優(yōu)化調整用電行為，合理選擇兩部制或單一制電價執(zhí)行方式，實現降能耗、降電價目標。

四、用好“需量電價負荷率優(yōu)惠激勵”政策。2023年6月1日起，國家發(fā)改委引入兩部制電價與負荷率掛鉤的機制，對每月每千伏安用電量達到260千瓦時及以上的，需量電價打9折執(zhí)行，引導用戶合理報裝容量、科學安排用電需求，緩解電力系統(tǒng)尖峰保電壓力。

電壓等級大于35千伏的需量計費用戶若負荷率高于40%(即每月每千伏安用電量大于260千瓦時)，需量電價由39元降低至35.1元，這個水平比改革前大幅度下降(39*0.9=35.1<38)。

(文字撰寫：范先國，文中制圖：陳璐)